Р.Г. Самвелов (ВНИГНИ)

Исследованиями в нашей стране и за рубежом установлены некоторые общие закономерности распределения УВ в вертикальном разрезе земной коры. Для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. В самом общем виде эта вертикальная зональность выглядит следующим образом: на небольших глубинах формируются продукты низкой степени преобразованности РОВ, главным образом газовые скопления. Ниже по разрезу вследствие большей степени катагенеза РОВ появляются жидкие УВ, конденсаты в составе газовой фазы и нефтяные оторочки. Еще ниже эту зону сменяют преимущественно чисто нефтяные скопления. Далее на больших глубинах появляются газовые и газоконденсатные шапки и залежи; постепенно содержание высших УВ в залежах снижается, и в самых нижних горизонтах отмечаются чисто газовые скопления с преобладанием СН₄. В основе данной закономерности лежит процесс метанизации жидких УВ при повышении температуры.

По К. Ландесу, нормальные нефти начинают преобразовываться в легкие при температуре выше 100 °С, а при 175 °С и более нефтяная фаза исчезает полностью. По мнению других исследователей [4], метанизация жидких УВ происходит при еще более высокой температуре. Критический порог этого процесса, итогом которого является полная деструкция нефти с образованием высокотемпературных метана и кокса, определен в 400-500 °С, что в пластовых условиях соответствует глубинам 10-12 км. В то же время в образцах пород из газоносных палеозойских горизонтов Днепровско-Донецкой впадины и др. нередко встречается твердый углеводородный остаток на глубине 4-6 км, что свидетельствует о деструкции нефтей палеозалежей или глубокой стадии катагенеза ОВ пород. Геологическое время в данном случае выступает в качестве главного фактора метаморфизации нефтей, компенсируя недостаточно высокие (докритические) пластовые температуры [4 ].

t = t₀е^u/kT, (1)

где t - время, необходимое для отрыва молекулы от субстрата; t₀ - период собственных колебаний молекул; е - основание натурального логарифма; u - энергия активации; k - постоянная Больцмана; Т - абсолютная температура.

V = dm/dt=mere^-eT, (2)

где m - масса дериватов (продуктов); m - процент нефтяной составляющей в дериватах реакции; e - константа скорости, равная e_e^-u/RTr - масса; е - основание натурального логарифма;e₀ - предэкспоненциальный множитель; Т - абсолютная температура.

В отложениях нижнего карбона и верхнего девона Днепровско-Донецкой впадины нефтяные палеозалежи в мезозое достигли глубины 4-5 км. Процессы преобразования УВ под влиянием высоких температур в течение длительного времени (200-250 млн. лет) преобладали над процессами консервации этих скоплений при относительно постоянной скорости реакции деструкции. Поэтому на глубинах более 5 км развиты преимущественно залежи высокотемпературного метана, а также газоконденсатные залежи (обедненные конденсатом) с "вырожденным" жидким конденсатом. Во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской впадины, где в конце мезозоя – начале кайнозоя отмечались процессы интенсивной релаксации, сокращающие скорость реакции распада, на глубине до 8 км прогнозируется развитие УВ-скоплений преимущественно начального этапа преобразования нефтяных палеозалежей, т.е. газоконденсатных и спорадических залежей "легкой" нефти.

Представления о влиянии роста температуры на взаимную растворимость флюидов позволили выдвинуть идею о наличии скоплений УВ в виде парообразной нефтегазоводяной ("нефтегазоконденсатной") смеси на глубине более 6-7 км без заметной деструкции при достижении температуры 400 °С и более [3 ]. По-видимому, на этих сверхбольших глубинах решающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление: при давлении 100 МПа длина свободного пробега молекулы становится соизмеримой с ее размерами. В этих условиях возможен обратный процесс – рекомбинация и даже синтез молекул (?). В сверхкритических условиях нефть может переходить в особое парогазонефтяное или "нефтеконденсатное" состояние, столь же устойчивое, как и газоконденсатное. Поэтому на очень больших глубинах можно прогнозировать не только газовые, но и нефтяные залежи, хотя в пластовых условиях последние УВ будут находиться не в жидкой, а в газоподобной ("нефтеконденсатной") фазе. Обнаружение таких залежей наиболее вероятно на сверхбольших глубинах (более 7-8 км) в молодых бассейнах [3,4 ], где установлен факт быстрого (в геологическом смысле) погружения, продолжительность которого измеряется не более 10-15 млн лет (скачок, характерный для межгорных впадин, предгорных прогибов, например Южно-Каспийской впадины, Паннонского бассейна) при температуре 100-150 °С, а также древних бассейнов (внутренняя прибортовая зона Прикаспийской впадины). В последних темп прогибания был более медленным (рисунок) и процесс термокаталитического преобразования нефти за длительное геологическое время (200-250 млн. лет) не достиг стадии формирования графитоподобных образований в связи с особенностями геологического развития (релаксации), влияющими на скорость накопления продуктов преобразования УВ-систем. Например, такие залежи были установлены в палеозойских отложениях Бузулукской впадины (месторождения Зайкинское, Ольховское) и вполне возможно их обнаружение в палеозойских образованиях Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин, в мезозойских породах бассейнов Северного Предкавказья и других регионов.

Второй процесс реализуется при большом погружении, за счет глубинного катагенеза РОВ идет генерация новых масс УВ. Обобщение и анализ фактического материала по наиболее информативным показателям, характеризующим процесс генерации и эмиграции УВ в земной коре, показали, что в отдельных бассейнах в интервале глубины 4-7 км нефтегазоматеринские породы (НГМП) не отличаются затухающим процессом генерации и эмиграции (Прикаспийская впадина). Нефтегазоматеринский потенциал на рассматриваемых глубинах определяется генетическим типом РОВ. Например, глубоководные фации некомпенсированных прогибов, неспособные эмигрировать УВ на малых глубинах, могут стать благоприятными для нефтегазообразования на больших глубинах [2]. Это обусловлено тем, что НГМП в большинстве регионов на геодинамических этапах развития, близких к современному, достигли глубины 4-5 км и более, в связи с чем время воздействия высоких температур на этих глубинах часто значительно меньше абсолютного возраста самих пород, вмещающих РОВ и, возможно, УВ. Указанное в большей степени характерно для древних платформ и в меньшей – для молодых платформ и эпигеосинклинальных областей [2].

На глубине 4-8 км ОВ независимо от своего состава продуцирует большие объемы газа и значительно меньше – жидкие УВ. Соотношение вновь образованных газов и нефти таково, что формируются в основном газоконденсатные залежи и газоконденсатные с нефтяными оторочками. Вероятность образования чисто нефтяных скоплений гораздо ниже.

Большие масштабы газообразных УВ на больших глубинах предопределяют и наиболее вероятную в этих условиях форму первичной миграции жидких УВ. По мнению некоторых ученых нефть извлекается из пород в виде капель и переносится сжатым газом. Миграция нефти в водорастворенном состоянии, вероятно, имеет место в весьма ограниченных масштабах, поскольку в глубокопогруженных зонах преобладает слабодинамичный застойный режим вод. Автор, так же как и А.Г. Арье, предполагает первичную миграцию на молекулярно-дискретном уровне, так как размеры капель УВ значительно больше дренажных каналов толщи генерации.

Анализ химико-битуминологических данных, полученных при изучении разновозрастных НГМП, залегающих на глубинах более 4 км, позволяет заключить, что во многих бассейнах процессы нефтегазообразования на этих глубинах не завершены, о чем свидетельствует возрастание с глубиной коэффициентов битуминизации пород и нейтральности битума, а в УВ-части битумоидов – увеличение метанонафтеновых фракций.

В складчатых областях и регионах, где осадочные отложения испытывали неоднократные погружения и поднятия, коллекторские свойства пород изменяются иначе. Степень их уплотнения и интенсивность снижения пористости отражают не современную глубину залегания, а ту максимальную глубину, на которой они находились. В связи с этим молодые неогеновые и палеогеновые песчаники Предкарпатского прогиба даже на глубине 600 м имеют полную пористость всего 3-10 %, а проницаемость песчаников составляет доли тысячных квадратного микрометра. В то же время песчаники свиты Тускалуза (верхний мел) в Южной Луизиане на глубине около 5 км при t = 96-126 °С имеют такую же пористость (28 %), как и в смежной Северной Луизиане на малых глубинах (Панковиниен Л.Дж., 1979).

Литолого-геологические особенности пород, благоприятствующие сохранению первичных коллекторских свойств, формируются обычно в стадию седиментогенеза. Песчаники и крупнозернистые алевролиты – наиболее распространенные коллекторы. Среди них более всего предрасположены к сохранению первичных коллекторских свойств крупно- и среднезернистые песчаники, без цемента или с низким его содержанием, обладающие небольшим размером пор. При погружении на большие глубины и возникновении структур растворения образуется жесткий каркас, при этом поры уменьшаются, но остаются открытыми. Однородность размера частиц обусловливает большую величину пористости и в случае крупнозернистых частиц – большой размер пор. Это также благоприятствует сохранению пористости при погружении до больших глубин.

Одной из важнейших причин сохранности коллекторских свойств пород с увеличением глубины залегания является насыщенность их жидкими или газообразными УВ. Известно, что при катагенезе происходят всевозможные изменения пород, в том числе возникают минеральные новообразования. Особенно интенсивно проявляются кальцитизация, доломитизация, окварцевание, сульфатизация. Новые соединения заполняют поровое пространство и снижают коллекторские свойства пород. В случае заполнения перового пространства чистой (не содержащей воды и химически активных компонентов) нефтью процессы вторичного минералообразования сильно подавлены или не проявляются вообще. Если же нефть полностью заполняет поры и находится к тому же под большим давлением, то она препятствует и механическому уплотнению пород, смыканию трещин. Вода и нефть в процессе миграции, как и в зоне ВНК, соприкасаясь, взаимодействуют между собой, что приводит к различным последствиям. Чаще происходит окисление нефти, в результате образуется углекислота, которая повышает растворяющую способность вод по отношению к таким минералам, как кварц, кальцит, доломит и др. Поэтому на путях миграции водонефтяных смесей и в самой ловушке во время ее заполнения возможны растворение обломочных зерен, карбонатного материала и повышение коллекторских свойств обломочных и карбонатных пород. Об этом свидетельствует, например, повышение коллекторских свойств пород в сводах отдельных антиклинальных структур румынского сектора Предкарпатского прогиба.

Благоприятное механическое влияние флюидов на сохранение коллекторских свойств пород проявляется в том случае, если они находятся в условиях АВПД. С увеличением пластового давления влияние эффективного давления на единичный объем породы уменьшается, что ведет к разуплотнению пород. АВПД характерно для коллекторских пород, залегающих под мощными надежными экранирующими толщами, имеющими региональное распространение. Такие толщи чаще всего слагаются глинистыми и соляными породами.

По мнению К.И. Багринцевой, надежных критериев для разделения известняков с первичной и вторичной доломитизацией пока нет. Такие доломитизированные (в стадию катагенеза) известняки при погружении на глубину более 2-3 км могут подвергнуться кальцитизации, в результате чего пористость может существенно понизиться.

Очень важную роль в формировании коллекторских свойств играет растрескивание пород [1]. Исследования показали, что при растрескивании пород объем порового пространства возрастает незначительно – от долей до 2-3 %, но очень сильно увеличивается проницаемость. Способность растрескиваться свойственна хрупким малопластичным породам – магматическим, метаморфическим и многим осадочным.

Автор так же, как и Б.П. Кабышев, А.Е. Лукин и П.Ф. Шпак, считает, что основную роль в формировании вторичных коллекторов глубоких горизонтов осадочных бассейнов играют активно разуплотняющие факторы с одновременным заполнением возникших трещин мантийными растворами (флюидами неорганического характера, в основном газонасыщенными (СO₂, СН₄, Н₂ и др.). Благодаря этому при их дегазации рН может изменяться от 3-4 до 9-10, вследствие чего они агрессивны как по отношению к карбонатам, так и к кварцу (силицитам). Минералого-геохимические особенности вторичных новообразований, обусловленных гипогенными факторами, свидетельствуют об их связи с мантийными флюидами. Установлено три литогеодинамических типа вторичных коллекторов, соответствующих различным стадиям перемещения литосферных плит. С непосредственной сменой геодинамического режима растяжения режимом сжатия на неотектоническом этапе развития связано формирование многочисленных трещин терригенных и карбонатных пластов (нижний карбон, Днепровско-Донецкая впадина с оперяющей открытой трещиноватостью 1,8-2,3 см/см² и вторичной пористостью до 15-20 %). Развитие этих явлений на больших глубинах в условиях противодействия глубинных разуплотняющих факторов и высоких геостатических давлений, а также хрупкий тип разрушения (преимущественная приуроченность трещиноватых зон к окварцованным песчаникам и чистым кристаллически-зернистым карбонатам, конусообразный характер сопутствующей открытой трещиноватости) способствуют резко выраженной стилолитизации трещин. Их образование связано с внедрением высоконапорных газонасыщенных (СO₂, СН₄, Н₂ и др.) флюидов. Поэтому указанным явлениям на этом этапе тектогенеза сопутствует развитие вторичнопоровых коллекторов как в карбонатах, так и в алевропесчаных отложениях (Лоджевская М.И., Самвелов Р.Г., Клещев К.А. и др., 1990).

Результаты глубокого бурения последнего десятилетия не подтвердили представления о повсеместном необратимом ухудшении с глубиной экранирующих свойств пород и, в частности, о потере их глинистыми пластами (пачками, толщами) вследствие необратимой дегидратации, уплотнения и трещиноватости глин при их переходе в аргиллиты. Во-первых, установлены многочисленные факты сохранения разнообразных гидрофильных разбухающих фаз (диоктаэдрических смектитов) на глубине более 4-5 км в благоприятных геолого-формационных условиях. Во-вторых, доказана высокая экранирующая (в частности, газоупорная) роль аргиллитовых массивных и скрытослоистых пачек вне зон трещиноватости (Кабышев Б.П., Лукин А.Е., 1990). В-третьих, с глубиной существенно расширяется литологический диапазон покрышек. Уже на глубине 4,5-5,5 км отмечены признаки резкого снижения проницаемости у ангидритов, чистых известняков, алевроглинистых пород, витрокластических туфов и т.п. В-четвертых, особую роль в контроле нефтегазоносности играют гидрофобизованные толщи и пачки, связанные с битуминизацией глубокопогруженных отложений, обогащенных сапропелевым РОВ (фтониты, горючие сланцы, доманикиты). Конечно, при повышении температур выше 300-350 °С условия экранирования должны меняться. Однако ниже указанного температурного интервала, т.е. практически до глубин 8-10 км, для подавляющего большинства осадочных бассейнов можно говорить об отсутствии дефицита покрышек и изолирующих горизонтов.

Характерная особенность больших глубин – частое отсутствие зависимости между структурными планами выше- и нижележащих горизонтов, что обусловлено цикличностью тектоно- и седиментогенеза на разных этапах геодинамического развития регионов.

Имеются, однако, и исключения, относящиеся к бассейнам, в которых максимум нефтегазонакопления смещен по глубине вниз относительно глобального максимума. В таких регионах доля ресурсов нефти и газа на глубине более 4-5 км существенно возрастает. Данное исключение свойственно, например, Прикаспийской впадине, что вызвано развитием наиболее благоприятных геологических условий для нефте- и газообразования в нижней части геологического разреза, под соленосной покрышкой.

Распределение глубоких и сверхглубоких УВ-скоплений по величине запасов не установлено. В этих условиях возможно использование выявленных статистических закономерностей. Предполагается уменьшение средних запасов месторождений каждого класса (гигантские, крупные, средние и мелкие) с увеличением глубины их залегания. М.Д. Белонин предложил использование выявленных статистических закономерностей с учетом зависимости запасов гигантских месторождений от начальных потенциальных ресурсов на больших глубинах.

Обобщение и анализ фактического материала по размещению нефтяных и газовых месторождений в исследованных бассейнах в интервале глубин 4-8 км показывают, что они формируются практически во всех геотектонических типах нефтегазоносных структур, однако концентрация запасов УВ в них весьма неоднородна. Промышленная нефтегазоносность на больших глубинах установлена в отложениях от неогена до палеозоя включительно, представленных как терригенными, так и карбонатными породами. До 49 % разведанных запасов УВ приходится на отложения мезозоя, 34 % – палеозоя, 17 % – кайнозоя. До 50 % всех разведанных запасов УВ находится в карбонатных формациях.

1. Багринцева К.И. Основные факторы, определяющие формирование и сохранение высокоемких коллекторов в карбонатных формациях // Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. - М., 1988 - С.199-223.
2. Геологические условия нефтегазоносности на больших глубинах / С.П. Максимов, М.И. Лоджевская, Р.Г. Самвелов, Б.А. Соловьев, Б.Д. Гончаренко // Международный геологический конгресс, XXVIII сессия. Докл. сов. геологов. - М., 1988. - С.83-92.
3. Еременко Н.А., Крылов Н.А., Пецюха Ю.А. О необходимости пересмотра некоторых положений в геологии нефти и газа // Международный геологический конгресс, XXVIII сессия. Докл. сов. геологов. - М., 1988. - С.11-18.
4. Grundlegende geologische Ergebnisse von Tiefbohrungen (4,5 his 7 km) / S.P. Maxsimov, R.G. Samvelov, M.I. Lodjevskaja, E.N. Chajkovskaja // Zietschrift fur Angewandte Geologie. - 1973. - № 7.

The article presents analytical and generalized results concerning formation conditions and hydrocarbon pools distribution in deep-seated (over 4-5 km) complexes of sedimentary basins in the European part of Russia and adjacent areas of foreign counties. Theoretical substantiation of regularities in geological conditions alteration of catagenetic and phase-genetic hydrocarbon zonality as well as the main factors (PVT and time) which effect this zonality are given. Substantiation is also given to some regularities in changing of porosity and permeability for different genetic rock types and their dependency on catagenetic processes in rigid thermobaric conditions. The factors of secondary reservoirs formation and preservation as well as the main points of geotectonic formation conditions and hydrocarbon pools distribution are discussed. The following is a proposed version of hydrocarbon pools formation at greater depths:

in geological time under temperature effect the process of primary hydrocarbon methani-zation takes place: large-sized hydrocarbon molecules are splitted up into more simple;

at the same time due to lithosphere plates and continental blocks displacement when the tension regime passes into the compression one at greater depths there takes place fluid penetration into formed fissures," the secondary reservoirs (natural reservoirs) are being formed and preserved;

since as approaching reservoirs the opening of fissures is growing, it is more likely to consider that hydrocarbon secondary migration is attributed to fluids pressure drop (from the lesser pore opening to the larger one).

I- основные этапы формирования бассейнов (цифры в кружках): дивергенции: 1 - рифтовый, 2а,б - эпирифтовый (2а - эпирифтовых синеклиз, 2б - пассивных окраин); конвергенции: 3 - субдукционно-раннеорогенный, 4а-4в - орогенный (4а - краевых прогибов, 4б - межгорных впадин, 4в - эпиплатформенных орогенов); 5 - изостатического выравнивания (синеклизы). II - скорость осадконакопления, м/млн. лет; 1 - граница, соответствующая времени изменения геодинамической обстановки; 2 - максимальная концентрация запасов УВ; 3 - установленная промышленная нефтегазоносность на больших глубинах